天然气供需矛盾加剧的原因分析

20世纪90年代后，中国出现了天然气探明储量大幅度增长、产量快速攀升的形势。但是天然气消费需求增长更快。去年以来，全国多地大范围实施“煤改气”、“油改气”。按照今年7月通过的大气治理“国十条”要求，天然气替代改造规模进一步扩大，今冬明春可能面临历史上最严峻的供求矛盾。

与此同时，北美页岩气革命后，全球天然气呈现供大于求的格局，气价总体上呈下降趋势。美国得益于此，淘汰了大量燃煤火电，电力价格持续下降。在这种有利的形势下，中国天然气价格不但没有下降，还在不断上涨，与其它大部分OECD国家相当，这在很大程度上削弱了下游工业用户的国际竞争力。

中国在天然气产业发展初期选择了上下游一体化的经营模式，对迅速提高天然气应用规模发挥了积极作用。但由于在天然气业务准入、定价、排产、管输等方面仍延续了传统计划体制，上下游一体化经营扭曲了市场价格和供求关系，成为天然气供求矛盾加剧和价格持续上涨的主要原因。具体表现在以下几个方面：

第一，市场竞争不充分。天然气产业链的主要环节是：（1）上游气源，包括勘探开发、国外进口、煤炭气化等；（2）中游运输，包括管网、LNG接收站、储气库等；（3）下游分销，包括城市燃气公司、加气站等。目前，国家政策仅仅允许各类投资主体与国有企业合作开展油气业务，而不是以独立法人资格参与竞争。比如，在2010年公布的民间投资“新36条”中，虽然提出了“鼓励民间资本参与石油天然气建设”。但在具体要求中明确，民间资本与国有石油企业的关系是“合作”、“参股”。因此至今天然气仍是特许经营商品，在制度安排上并未允许各类市场主体公平进入、充分竞争。(www.xing528.com)

第二，天然气定价与实际供求关系脱节。世界各国国内的天然气定价主要有三种模式，一是以美国为代表的竞争性定价，二是以欧盟为代表的垄断性定价，三是以俄罗斯为代表的政府定价。目前，欧盟已放松管制，向自由竞争定价转变。俄罗斯也开始天然气价格改革，允许一定范围内的协商定价。市场定价已成为天然气定价的大趋势。我国天然气定价比较混乱，主要特点是：（1）一气一价。国产气成本较低，进口气价普遍较高，不同气源到达同一消费地的门站价差别很大。部分门站价低于进口价，在油气企业内部形成交叉补贴。2013年价格调整后，对存量气、增量气实行不同的价格。（2）模拟市场定价。新的天然气定价将传统的成本加成改为净回值法定价。以上海市场作为计价基准点，选取燃料油和液化石油气（LPG）作为可替代能源，按一定的公式计算各地门站价，并定期调整。（3）政府定价。所有进口价、门站价均要政府批准。由此可见，我国尚未形成统一的天然气市场。模拟市场定价比传统的成本加成法定价有所改进，但仅能实现调价目的，无法灵活地反映和调节供求关系。

第三，管网不足与排它式经营并存。截至2012年，我国天然气管网长度达6.7万公里，初步形成跨区域的管网输送格局。但干线管道密度仅为0.0033千米/平方千米，相当于法国的1/20，德国的1/32。天然气输配管网尚不完善，不能完全适应天然气安全保障供应的需要。目前骨干管网主要由“三大油”掌握，互相之间独立运营，而且第三方市场发展不够。另外，由于一些公司的天然气管道互不联通，造成有的地方交叉重复、空置浪费，有的地方建设不足、运行饱和，设施潜力未能得到充分发挥。国家对天然气的价格、建设、运行缺少监管。